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这种材料还有优异的机械性能。

道夫哥兰同样认为，太阳能产生的能量未来可能成为最廉价的供电形式之一。根据美国市场调研机构GTM Research发布的数据，2016年全球新增太阳能装机容量有望增长21%至66吉瓦，比2015年增幅多出11吉瓦。

接着，IEA调高了太阳能发电装机容量的预测值。英国气候变化委员会代表声称，2020年之前太阳能行业可能得不到国家补贴。德国的上网电价补贴是通过征收电力附加费实现的，每年德国为可再生能源提供的补贴高达200亿欧元。近年来，太阳能的迅猛发展为德国实现能源转型立下功劳，但也带来一些问题。根据《2015清洁能源行业报告》，2014年全球可再生能源发电和燃料领域的投资额为3100亿美元，与去年同比增长16%，连续第五年超过当年对化石能源发电的投资总额。

传统电厂盈利的主要部分来自于用电高峰期的溢价，现在可再生能源将这部分蛋糕切走，导致传统电力企业巨额亏损。但同时，其廉价程度部分取决于政府政策，这也将减少与化石能源的搏击力量。鼓励企业在合理范围内竞争低电价，有利于节省国家补贴，使相同的补贴资金可以补贴更多的项目;也有利于缓解我国补贴不足的局面。

可见，2016年电力的供需比例将进一步拉大，限电局面很难短时间缓解。表3：2010~2015年的全社会用电量情况由上表可以看出，由于节能降耗将是未来的发展方向，中央对各省都有节能要求;全社会经济发展速度放缓等原因，我国电力消费的增速逐年放缓。根据征求意见稿，这两个配置办法的具体内容由各省发改委确定，但国家发改委给出了配置办法中应当和不应当包含的内容，如表2所示。表2：征求意见稿对配置办法中的规定表2中不应当包含的内容，加大了市场公平竞争，降低了企业的开发成本，大部分企业肯定会强烈赞成，就不赘述。

那表2中应当包含的内容，将对企业未来投资光伏项目造成什么影响?三、竞争性电价对于光伏项目的影响表2中6个条件中，上网电价应该是对项目投资决策影响最大的一个。如果按照图2中的理想模型，光伏项目电价有下降空间，那投资商如何来计算竞争电价?一般情况下，投资者对项目的收益率都有要求(如，资本金IRR>12%);项目的投资、运营成本(资金流出)是可以通过概算获得，发电量可以通过资源数据计算获得，因此可以推算出达到预期收益的电价。

图2为现有标杆电价下，在不限电的情况下，不同投资水平、不同峰值小时数时三类电价区的项目融资前税前内部收益率估算。表4：蒙西电网2015、2016年同期弃光小时数对比由上表可以看出，蒙西电网2016年1~2月的弃光小时数是2015年的2倍。用电量和装机量增速一个放缓、一个快速增加，结果必然是机组的利用小时数下降。如果一旦发生补贴拖欠，则投资商60%左右的收入就被拖欠。

根据国家十三五的风电、光伏规划，预测未来风电、光伏项目在不限电情况下需要的度电补贴，如表8所示;同时，对未来国家可再生能源资金的总金额进行了估算，并结合表8中所需的补贴额度，估算了理论上每度电应收取的可再生能源附加，如表9所示。专家预计，我国的能源消费预计在2025~2030年达到峰值。2 其他竞争因素的影响在其他几个因素中，在企业技术和投资能力和对地方经济转型贡献方面，大型国有企业具有明显的优势;在土地综合利用方面，各种互补型电站、高效组件会更有优势。可见，管理办法仅仅保障了可再生能源的部分发电量，一定比例的电量如果与火电竞价失败，则仍然面临被弃的局面。

对于征求意见稿的出台，笔者十分赞成!然而，在具体竞争条件的落实过程中，也有一些担忧：1、在可再生能源限电、补贴拖欠这两个问题未解决之前，如何形成竞争性上网电价?2、随着该办法的落实，光伏电站投资会不会产生国进民退的现象?二、征求意见稿中指标配置方式介绍征求意见稿中提出，未来的光伏项目将分成三类进行规模指标的配置，如下表所示。因此，竞价上网必须在如下前提下开展：1)确定项目保障性收购年利用小时，并严格执行;2)保证补贴到帐的时间。

因此可再生能源资金不足问题，还将存在。如果目前标杆电价下，项目的收益比较高，标杆电价还是有下降空间的。

必须强调的是，上述计算的结果，是在发电量可预测(不限电)、资金流可预测(电费不拖欠)的财务模型下计算而来的;如果考虑限电、补贴拖欠，结论将完全变化。与其等着2017年更低的电价，还不如在2016年竞电价表4：蒙西电网2015、2016年同期弃光小时数对比由上表可以看出，蒙西电网2016年1~2月的弃光小时数是2015年的2倍。与之鲜明对比的是：国家发改委公布2015年全国光伏电站的平均利用小时数为1133h，比1300h低了13%(国家发改委2015年9月公布的全国限电数据为10%，冬季限电更高)。如今，国家刚刚出台保障小时数，争取解决限电问题，其他情况并未发生大的变化。表2：征求意见稿对配置办法中的规定表2中不应当包含的内容，加大了市场公平竞争，降低了企业的开发成本，大部分企业肯定会强烈赞成，就不赘述。

仅可再生能源发电项目中的风电、光伏补贴，未来补贴资金都覆盖不住。为了拿到建设规模指标，在前期项目备案过程中产生了各种乱象：倒卖路条;指标拍卖;强迫用本地设备;给当地配套投资;这些无一不增加了投资商的投资成本，影响光伏行业的健康发展。

风电等可再生能源的限电问题得到社会的广泛关注，其实在竞争上网电量的角逐中，火电也损失惨重。这将造成项目的财务费用不确定，无法获得反算电价。

如果按照图2中的理想模型，光伏项目电价有下降空间，那投资商如何来计算竞争电价?一般情况下，投资者对项目的收益率都有要求(如，资本金IRR>12%);项目的投资、运营成本(资金流出)是可以通过概算获得，发电量可以通过资源数据计算获得，因此可以推算出达到预期收益的电价。那表2中应当包含的内容，将对企业未来投资光伏项目造成什么影响?三、竞争性电价对于光伏项目的影响表2中6个条件中，上网电价应该是对项目投资决策影响最大的一个。

一、前言对于光伏电站投资者而言，路条是稀缺资源。如果发生限电，则发电量不可预测;如果发生补贴拖欠，则资金流入时间不可预测，影响财务费用。目前，保障性收购年利用小时尚无确定的出台时间，而今年的限电情况已经比去年加剧。根据中电联的数据，2015年全国火电利用小时数3916h，同比下降355h(下降9.1%);风电利用小时数为1611h，同比下降74h(下降4.6%)。

表3：2010~2015年的全社会用电量情况由上表可以看出，由于节能降耗将是未来的发展方向，中央对各省都有节能要求;全社会经济发展速度放缓等原因，我国电力消费的增速逐年放缓。2 标杆电价下降的影响标杆电价下调对项目的收益究竟有多大影响?对不同电价水平时项目的融资前税前内部收益率计算结果如图1所示。

因此，由于补贴拖欠造成现金流变差，可能会直接影响到企业的未来投资计划;同时，也给企业造成了经济损失、导致收益下降。与其等着2017年更低的电价，还不如在2016年竞电价。

同时，即使2016年不竞电价，2017年光伏三类电价区的标杆电价进一步下降是大概率事件。下表为光伏們报道的蒙西电网2015、2016年同期弃光小时数对比。

1 未来标杆电价下降是大概率事件无独有偶，2015年12月22日国家发改委下发的《关于完善陆上风电、光伏发电上网标杆电价政策的通知(发改价格[2015]3044号)》中也提出：鼓励各地通过招标等市场竞争方式确定陆上风电、光伏发电等新能源业主和上网电价，但通过竞争方式形成的上网电价不得高于国家规定的同类陆上风电、光伏发电项目当地上网标杆电价水平。下文是之前针对征求意见稿的一些看法。即，根据省发改委提前提交的《光伏项目竞争性配置方法》、《基地光伏项目竞争性配置方法》，进行规模指标的分配。另一方面，管理办法将可再生能源并网发电项目年发电量分为保障性收购电量部分和市场交易电量部分。

表8：未来风电、光伏项目在不限电情况下需要的度电补贴估算可见，目前收取1.9分/kWh的附加，根本无法满足未来补贴资金的需求。尤其是一类地区，还有一个比较大的下降空间。

为使投资收益明确，陆上风电一并确定2016年和2018年标杆电价;光伏发电先确定2016年标杆电价，2017年以后的价格另行确定。如果目前标杆电价下，项目的收益比较高，标杆电价还是有下降空间的。

必须强调的是，上述计算的结果，是在发电量可预测(不限电)、资金流可预测(电费不拖欠)的财务模型下计算而来的;如果考虑限电、补贴拖欠，结论将完全变化。3 补贴拖欠问题近期可能很难解决可再生能源附加补贴对象包含三方面，分别为：可再生能源发电项目(风电、光伏、生物质等)、可再生能源项目接网工程、公共可再生能源独立电力系统。